Pemodelan Pengaruh Keberadaan Shale pada Sandstone pada Permeabilitas

1Nama:

Maya Adinda 03411640000005

Nur Isnaini R 03411640000007

Christopher Salim 03411640000025

11.     Pemodelan petrofisika untuk mencari permeabilitas batuan shaly sand

Sehingga

 

22.     Analisis Model Petrofisika

Keterangan:

X1 = permeabilitas batu serpih Kss (hanya mencakup ruang pori pada pasir di dalam batuan)

X2 = permeabilitas pasir sebelum dimasuki shale

X3 = factor konstanta yang berupa perbandingan penampang yang terisi shale terhadap penampang clean sand.

X4 = porositas

nilai gamma ray maksimum yang ada pada data log = konstan

nilai gamma ray minimum yang ada pada data log = konstan

X5 = nilai gamma ray pada suatu kedalaman tertentu.

Asumsi yang dipakai pada pemodelan ini adalah sumur tidak mengalami perubahan kondisi sehingga GR max dan GR min pada data pemodelan ini selalu konstan. Batasan lain yang digunakan adalah jumlah distribusi shale pada sandstone tidak berubah selama dilakukan observasi pemodelan.

Analisis yang kami lakukan pada model ini adalah secara matematis. Nilai factor konstanta, porositas, dan Vshale berupa fraksi sehingga hasil yang di dalam kurung akan bernilai lebih kecil dari 1. Jadi, adanya shale pada batu pasir akan memperkecil nilai permeabilitas batu pasir (clean sand)

33.     Bagaimana cara memperoleh parameter dan variabel:

Pada Model di atas fokusan yang dicari adalah Kshaly sand.

a).Parameter: porositas, permeabilitas, factor konstanta

b).Variabel: nilai gamma ray (diukur pada data well log dan berubah-ubah berdasarkan ketinggian).

Porositas dapat diperoleh dari metode well log, NMR dan metode laboratorium lainnya seperti sample core. Bisa berupa data well atau data core

Parameter permeabilitas pasir diperoleh dari well test, wireline formaton tester, metode laboratorium (sample core) dan metode wireline log seperti NMR. Bisa berupa data well atau data core

Konstanta Alfa didapatkan dari hasil laboratorium (Sample Core) dari mengamati perbandingan luas penampang pori yang terisi shale dan pori yang hanya berisi sand (clean sand).

Variabel indeks gamma ray dapat diukur dari well logging.

44.     Skema Kerja

4.1. Pengukuran Porositas

Secara garis besar, metode pengukuran porositas dilakukan dengan dua cara yakni cara langsung (well-logging) dan cara tidak langsung (sample core). Cara mengukur sample core adalah sebagai berikut:

Tabel 1. Alat dan Bahan Metode Pengukuran Porositas dengan Sample Core

No	Alat dan Bahan	Keterangan Gambar
Alat
1.	Oven
2.	Neraca Digital
3.	Statif
4.	Tali
Bahan
1.	Batuan (Core)
2.	Aquades

Skema Kerja

Skema kerja pengukuran Porositas pada metode Sample Core adalah diawali dengan mengukur massa pada sampel batu yang digunakan dengan menggunakan necara O’Houss atau neraca geser, kemudian batu di oven selama sepuluh menit. Setelah suhunya mencapai lebih dari 80°C, batu ditimbang lagi dengan necara O’Houss. Lalu di oven lagi berulang-ulang sampai massanya konstan dan ditulis sebagai massakering (Mk). Lalu batu tersebut ditimbang beratnya dengan neraca pegas dan ditulis sebagai berat kering (Wk)

Batu kemudian diikat dengan menggunakan benang wol. Kemudian mengambil air diletakkan pada gelas ukur, batu dimasukkan ke dalam gelas ukur yang telah berisi air tersebut. Tunggu sampai gelembung-gelembung air hilang. Batu diukur beratnya dengan neraca pegas dan ditulis sebagai berat basah (Wb). Setelah itu benang wol dilepas dari batu. Kemudian batu ditimbang massanya dengan menggunakan necara O’Houss dan ditulis sebagai massa basah (Mb).

Pada metode well logging, cara mengukur porositas adalah dengan membaca neutron log. Dari neutron log, nilai yang rendah mengindikasikan indeks free fluid yang rendah. Dengan demikian, fluida yang terjebak dalam pori ada banyak dan dapat diartikan bahwa porositas batuan tersebut tinggi.

4.2. Pengukuran permeabilitas

Permeabilitas dapat dihitung dengan persamaan:

Di mana Q diberikan dalam cm3/s, k adalah permeabilitas di Darcy, μ adalah viskositas mutlak pada cP, A dalam cm2, L adalah panjang dalam cm, dan ΔP adalah perubahan tekanan sepanjang sampel di atm. Dari persamaan itu dapat dilihat bahwa ketika cairan viskositas 1 cP mengalir pada 1 cm3/s melalui luas 1 cm2 dan panjang 1 cm di bawah tekanan perubahan 1 atm media berpori memiliki permeabilitas 1D.

Untuk mengukur permeabilitas digunakan gas permeameter:

1.     Pasang core yang kering dan ukuran sesuai sehingga dapat mengisi core holder secara penuh

2.     Merapatkan core holder dan sleevenya

3.     Memutar kran flow tube pada large setting

4.     Menerapkan tekanan 0.25 atm dengan menyesuaikan regulator

5.     Saat range flow tube di bawah 20, kran diputar menuju medium setting.

6.     Mengukur tekanan barometric

7.     Mengulangi langkah di atas dengan tekanan yang berbeda

8.     Mengukur diameter core plug dan panjangnya dalam cm

9.     Flow rate yang terbaca pada parameter diubah pada cc/s

10.  Viskositas dapat terbaca pada alat

11.  Menghitung nilai permeabilitas dengan persamaan di atas

4.3.Pengamatan nilai factor konstanta

Dengan pengamatan secara mikroskopik, dapat diamati luas penampang yang terisi shale dan luas penampang yang tidak ada shale (clean sand).

4.4. Pengukuran Vshale

Dengan persamaan:

Dan membaca well logging seperti di bawah:

Dapat diperoleh nilai Vshale melalui data well.

54.5.     Data sheet

            5.Kesimpulan

Berdasarkan analisis kami keberadaan shale pada sandstone akan memperkecil permeabilitas.

Referensi:

J.H. Schon (Joanneum Research), D. Georgi (Baker Atlas). 2003. Dispersed Shale, Shaly-Sand Permeability- A Hydraulic Analog To The Waxman-Smits Equation

J,H, Schön. 2011. Physical Property of Rocks. ed. Cubbit, J.Elshevier:Australia

Kantzas, Apostolos et al. Fundamentals of Fluid Flow in Porous Media. Perm Inc.

London South Bank University. Lab Report on Permeability and Porosity Experiment. Department of Engineering and Design, MSc Petroleum Engineering

M. Irham Nurwidyanto dkk. 2006. Pengaruh Ukuran Butir terhadap Porositas dan Permeabilitas pada Batu Pasir (Studi Kasus: Formasi Ngrayong, Kerek, Ledok dan Selorejo). Semarang: Undip

Tiab, Djebar. 1960. Petrophysics 2nd Edition Theory and Practice of Measuring Reservoir Rock and Fluid Transport Properties. Elsewier:USA